50 Нефтегазовое обозрение

Точка отклонения скважины от вертикали

Проектная глубина

Роторная управляемая система PowerDrive Archer

Объёмный двигательТрадиционная роторная управляемая система

Точка входа в пласт

Точка входа в пластПроектная глубина

Точка отклонения скважины от вертикали

РРОРООТОТ

Эдвин Фелцак Ариэль Торре Оклахома-Сити, штат Оклахома, США

Нил Д. Годвин Кейт Мантл Сивараман НаганатанСтоунхауз, Англия

Ричард Хокинс Ке Ли Шугар-Ленд, штат Техас, США

Стивен Джонс Кейти, штат Техас, США

Фред Слейден Хьюстон, штат Техас, США

Нефтегазовое обозрение, зима 2011—2012, том 23, № 4.

Copyright © 2013 Schlumberger.

Данная статья является русским переводом статьи «Best of Both Worlds—A Hybrid Rotary Steerable System», Oilfield Review Winter 2011/2012: 23, no. 4.

Copyright © 2012 Schlumberger.

За помощь в подготовке этой статьи благодарим Элизабет Хаттон и Эммануэль Регрейн (Хьюстон, штат Техас, США), а также Эдварда Паркина (Стоунхауз, Англия).

DOX, Drilling Office, IDEAS, PERFORM Toolkit, PowerDrive Archer, PowerDrive X5 и PowerPak являются товарными знаками компании Schlumberger.

Гибридная роторная управляемая система бурения — сочетание лучшего

Растущий интерес нефтегазовых компаний к строительству горизонталь-

ных скважин во многом стимулирован значительным развитием арсенала

бурового оборудования, включающего ныне не только традиционные ком-

поновки низа бурильной колонны и клиновые отклонители, но и гидрав-

лические забойные двигатели и роторные управляемые системы бурения.

Последнее нововведение представляет собой гибридную систему, совме-

щающую функциональные возможности роторной управляемой системы с

высоким темпом набора кривизны ствола наклонной скважины, обеспечи-

ваемым двигателем объемного типа.

Кратчайшая траектория между двумя точками — прямая линия. Однако этот вариант не всег-да наиболее быстрый или самый экономичный, если речь идет о наклонно-направленном бурении. Нефтедобывающие компании все чаще обращаются к сложным тра-екториям скважин для вскрытия

удаленных объектов, пересечения трещин, преодоления ступенчатых сбросов и проникновения вглубь пласта. Хотя такие скважины бу-рить намного сложнее, эффектив-ность извлечения в них зачастую выше благодаря увеличению пло-щади контакта ствола скважины с продуктивным пластом.

51Зима 2011—2012

На сегодняшний день верхом развития наклонно-направленного буре ния являются сложные гори-зонтальные скважины и скважины с большим отходом от вертикали. Первые невертикальные скважи-ны были пробурены случайно, од-нако к концу 1920-х гг. буровики начали понимать, как преднаме-ренно изменять траекторию ство-ла в определенном направлении. С тех пор технология наклонно-направленного бурения эволюцио-нировала от управления направле-нием движения бурового долота с применением тех или иных базовых компоновок низа бурильной колон-ны к контролю движения с исполь-зованием управляемых с поверх-ности роторных систем, способных точно нацелить буровое долото на конечную точку назначения. В по-следнее десятилетие развитие но-вых технологий бурения продолжа-ет набирать обороты.

В настоящей статье описаны тех-нологические достижения, кото-рые привели к созданию роторных управляемых систем, и рассказано об одной из последних разрабо-ток — роторной управляемой систе-ме PowerDrive Archer. Эта гибрид-ная система совмещает высокий темп набора кривизны ствола на-клонной скважины, обеспечивае-мый двигателем объемного типа, с высокой скоростью проходки ро-торной управляемой системы.

Краткая история Преднамеренное отклонение ство-ла скважины от вертикали вошло в практику в конце 1920-х гг. , когда операторы искали способы зарезать боковые стволы мимо препятствий, бурить наклонные скважины для глушения других скважин и обхо-дить наземные культурные объек-ты; технологии наклонного бурения применяли даже для предотвра-щения искривления вертикальных скважин.

Появление возможности бурения наклонно-направленных скважин было отчасти обусловлено разви-тием роторного бурения и разра-боткой шарошечных долот. В силу своей конструкции такие долота

уходят в сторону при определенных значениях различных параметров пласта или режима бурения, как то: падение или твердость пласта, ско-рость вращения, нагрузка на доло-то и конструкция шарошек. В ряде регионов опытные буровики отме-тили присущее долоту стремление отклоняться в сторону в некоторой степени предсказуемым образом. По этой причине они нередко пы-тались несколько увеличить угол наклона скважины, чтобы компен-сировать ожидаемый снос между положением скважины на поверх-ности земли и кругом допуска за-боя (рис. 1).

Также было обнаружено, что изме-няя конструкцию роторной забой-ной компоновки, можно изменить угол наклона бурильной колонны. Изменение места расположения стабилизатора позволило влиять на состояние равновесия забойной компоновки, заставляя ее увели-чивать, сохранять или уменьшать угол отклонения ствола от верти-кали. Скорость, с которой роторная забойная компоновка наращивает или уменьшает угол, определяет-ся такими переменными как рас-стояние между стабилизаторами, диаметр и жесткость утяжеленных бурильных труб (УБТ), угол паде-ния пласта, скорость вращения, на-грузка на долото, твердость пласта и тип долота. Способность обеспе-чить равновесие забойной компо-новки с учетом всех этих факторов определяет успех достижения объ-екта бурения.

Забойная компоновка, в которой наддолотный стабилизатор буриль-ной колонны располагается под не-сколькими УБТ, будет стремиться наращивать угол при оказании на-грузки на долото (рис. 2). В такой конфигурации УБТ над стабилиза-тором будут изгибаться, а наддо-лотный стабилизатор будет играть роль точки опоры, толкая долото к верхней части скважины. Для уменьшения угла используют дру-гую забойную компоновку. В ней присутствует один или несколько стабилизаторов; УБТ под нижним стабилизатором в забойной ком-поновке играют роль маятника,

что обеспечивает стремление до-лота к нижней части скважины под действием силы тяжести. После достижения желаемого угла мож-но использовать другую забойную компоновку для его сохранения. В стабилизированной компоновке имеется несколько стабилизаторов, расположенных равномерно по всей ее длине, которые служат для повы-шения жесткости компоновки.

Для отклонения скважины от вертикальной траектории при-меняются и другие механические средства, чаще всего — клиновый отклонитель. Принцип его дей-ствия прост: он представляет собой длинный стальной клин, вогнутый с одной стороны, для удержания и направления буровой компоновки. Клиновый отклонитель можно ис-

Целевой азимут

Положение на поверхности земли

S 20° E Траектория ствола

Угол наклона скважины

Объект бурения

N

Рис. 1. Угол наклона скважины, вид сверху. — Шарошечные долота обычно забирают вправо. Зная это, буровики иногда бурили скважину под некоторым углом, направляя траекторию ствола влево от целевого азимута.

52 Нефтегазовое обозрение

пользовать как в открытом, так и в обсаженном стволе. Его спускают на требуемую глубину, ориентиру-ют на желаемый азимут, а затем за-крепляют, создавая направляющую для начала отклонения ствола от вертикали (рис. 3).

Ранние методы позволяли в не-которой степени контролировать наклон ствола, однако они прак-

тически не давали возможности управлять азимутом. Кроме того, они были малоэффективны, по-скольку требовали многочисленных спусков и подъемов оборудования для установки клинового отклони-теля или для изменения конфигу-рации забойной компоновки.

Начало 1960 гг. ознаменовалось существенным прорывом в обла-сти наклонно-направленного бу-рения, когда забойная компоновка с фиксированным углом наклона порядка 0,5° была объединена с за-бойным двигателем для приведе-ния в действие бурового долота.1

Гидравлическая энергия бурового раствора превращается в двигателе в механическую, благодаря которой вращается долото.2 Совмещение двигателя и кривого переводни-ка позволило намного более точ-но контролировать направление наклона, чем прежние забойные компоновки, одновременно значи-тельно увеличив угол возможного набора кривизны. Первые забойные компоновки имели фиксированный угол наклона, и для его корректи-ровки требовалось извлекать их из скважины.

С помощью таких управляемых двигателей наклон скважины соз-дается следующим образом. Кри-вой переводник обеспечивает снос долота, необходимый для иниции-рования и сохранения изменений в направлении его движения. Через три геометрические точки прикос-новения — долото, наддолотный стабилизатор бурильной колон-ны на двигателе и стабилизатор над двигателем — проходит дуга, по которой следует траектория скважины.3

В некоторых двигателях ис-пользуется забойная турбина, в других — комбинация винтового ротора и статора для создания дви-гателя объемного типа (объемного двигателя). В результате совер-шенствования базового объемного двигателя с кривым переводником был создан управляемый забойный двигатель. В современных компо-новках с управляемыми двигате-лями все еще используются объем-ные двигатели, но также имеются управляемые с поверхности кривые переводники (рис. 4). Стандартный управляемый двигатель включает силовой блок, через который зака-чивают буровой раствор для приве-дения в движение ротора, вращаю-щего несущий вал и долото. Изгиб, задаваемый с поверхности, можно

Опорная компоновка Маятниковая компоновка

Стабилизатор

Наддолотныйстабилизатор

Наращив

ание

угла

Умень

шение

угла

Наддолотный стабилизаторПервый стабилизаторбурильной колонны

Второй стабилизаторбурильной колонны

Наддолотный стабилизаторУтяжеленнаябурильная труба

Первый стабилизаторбурильной колонны

Опорная компоновка (для наращивания угла)

Стабилизированная компоновка (для сохранения угла)

Второй стабилизаторбурильной колонны

Долото

Маятниковая компоновка (для уменьшения угла)

Первый стабилизаторбурильной колонны

Рис. 2. Использование компоновки низа бурильной колонны для изменения на-клона скважины. — Размещая утяжеленные бурильные трубы и стабилизаторы в нижней части бурильной колонны с учетом стратегических соображений, буровики приобретают возможность изменять гибкость (кривизну) низа бурильной колонны. Они используют эту гибкость для наращивания, уменьшения или сохранения угла. В опорной компоновке (вверху на верхнем рис.) применяют полноразмерный наддо-лотный стабилизатор бурильной колонны и иногда еще один стабилизатор бурильной колонны. Искривление утяжеленных бурильных труб выше наддолотного стабилиза-тора отклоняет долото вверх, и угол растет (слева на нижнем рис.). В маятниковой компоновке (в центре на верхнем рис.) присутствуют один или несколько стабили-заторов бурильной колонны. Первый стабилизатор играет роль точки опоры, обе-спечивая возможность изгиба низа бурильной колонны под ним и уменьшения угла (справа на нижнем рис.). В стабилизированной компоновке имеются один или два наддолотных стабилизатора и один или два стабилизатора бурильной колонны для поддержания полной жесткости низа бурильной колонны (внизу на верхнем рис.). Благодаря меньшей склонности к искривлению, стабилизированная компоновка ис-пользуется для сохранения угла.

53Зима 2011—2012

Рис. 3. Клиновый отклонитель в обса-женной скважине. — Цилиндрический стальной клин (показан зеленым) спу-скают в скважину на заранее определен-ную глубину начала отклонения ствола от вертикали и ориентируют на требуе-мый азимут. Фрезером прорезают окно в обсадной колонне, которое затем за-чищают при помощи колонного бочкоо-бразного фрезера. После этого данную компоновку поднимают и заменяют на буровую забойную компоновку.

Обсадная колонна

Цемент

Новый ствол

Колонныйбочкообразныйфрезер

Фрезер дляпрорезыванияокон

Цементнаяпробка

Клиновыйотклонитель

установить в диапазоне от 0° до 4°, позволяя направить долото под со-всем небольшим углом отхода от оси ствола; такое, казалось бы, не-значительное отклонение играет определяющую роль в скорости на-ращивания угла. Значение кривиз-ны ствола, задаваемое в месте из-гиба, зависит от его угла, внешнего диаметра и длины двигателя, места расположения стабилизатора и раз-мера УБТ относительно диаметра скважины.

Управляемые двигатели осущест-вляют бурение в одном из двух режимов: во вращательном и на-правленном (скользящем). При вращательном режиме роторный стол или верхний привод буровой установки вращает всю буриль-ную колонну для передачи усилия на долото. В скользящем режиме

бурильная колонна не вращается; вместо этого поток бурового рас-твора направляется на забойный двигатель для приведения долота в действие. В скользящем режиме вращается только долото, а невра-щающаяся часть бурильной колон-ны просто следует за направляю-щей компоновкой.

Выбор конкретного двигателя зависит от его способности нара-щивать, сохранять или уменьшать угол в ходе вращательного бурения. Обычная практика предполагает вращательное бурение при малом числе оборотов в минуту, приведе-ние в действие бурильной колонны с поверхности и создание изгиба равномерного во всех направлени-ях, тем самым формируя прямо-линейную траекторию. Измерения наклона и азимута можно получать в режиме реального времени при помощи инструментов инклино-метрии в процессе бурения, чтобы сообщать буровику о всех откло-нениях от намеченного курса. Для корректировки таких отклонений необходимо перейти с вращатель-ного на скользящий режим для из-менения траектории скважины.

Для перехода в скользящий ре-жим необходимо остановить вра-щение бурильной колонны, чтобы буровик мог ориентировать изгиб забойного двигателя (задать угол торца бурильного инструмента) в направлении желаемой траектории. Это непростая задача, принимая во внимание крутящие силы, которые могут заставить бурильную колонну повести себя как сжатая пружина.4 После учета крутящего момента до-лота, скручивания и контактного трения бурильной колонны буровик должен с поверхности постепенно поворачивать бурильную колонну с небольшим шагом, используя изме-рения в процессе бурения для опре-деления направления движения торца бурильного инструмента. По-скольку бурильная колонна может амортизировать крутящий момент на длинных интервалах, может по-требоваться совершить несколько вращений на поверхности, чтобы только один раз повернуть снаряд в скважине. После подтверждения

Силовой блок

Кривой переводник, регулируемый с поверхности

Стабилизатор

Долото

Рис. 4. Объемный двигатель. — За-бойные двигатели, такие как данный управляемый двигатель PowerPak, предо-ставляют намного больше возможностей контроля направления, чем традицион-ные забойные компоновки.

1. McMillin K: “Rotary Steerable Systems Creating Niche in Extended Reach Drilling,” Offshore 59, no. 2 (February 1999): 52, 124.

2. В отличие от традиционных методов поворотного бурения, в которых для движения долота требуется вращение всей бурильной колонны, при исполь-зовании гидравлического забойного двигателя бурильная колонна не вращается. Вместо этого в гидравлическом забойном двигателе движение вала, приводящего в действие долото, обеспечи-вается гидравлической энергией, передаваемой циркуляцией бурового раствора.

3. Allen F, Tooms P, Conran G, Lesso B and Van de Slijke P: “Extended-Reach Drilling: Breaking the 10-km Barrier,” Oilfield Review 9, no. 4 (Winter 1997): 32–47.

4. Downton G, Hendricks A, Klausen TS and Pafitis D: “New Directions in Rotary Steerable Drilling,” Oilfield Review 12, no. 1 (Spring 2000): 18–29.

54 Нефтегазовое обозрение

Рис. 5. Сравнение качества ствола скважины. — Изображения, полученные с по-мощью каверномера, показывают , что путем бурения с использованием объемного двигателя получается ствол скважины со спиралевидной канавкой (вверху на рис.), в то время как роторная управляемая система создает намного более гладкий ствол (внизу на рис.).

Рис. 6. РУС с отклонением долота. — Башмаки динамически выдвигаются из вра-щающегося корпуса для создания бокового усилия на пласт , что, в свою очередь, приводит к изменению направления бурения.

надлежащей ориентации торца бу-рильного инструмента, буровик включает забойный двигатель для начала бурения в заданном направ-лении. Эту процедуру, возможно, придется повторить несколько раз в ходе бурения, поскольку реак-тивный крутящий момент, возни-кающий при продвижении долота в породу, может вызвать изменение ориентации торца бурильного ин-струмента.

Каждый режим бурения сопря-жен со своими трудностями. При вращательном бурении изгиб буро-вой компоновки заставляет долото вращаться с отклонением от оси забойной компоновки, из-за чего ствол скважины имеет несколько больший диаметр и спиралевидную канавку. Стенки ствола получаются более шершавыми, что повышает скручивающие и осевые нагрузки на бурильную колонну, а также мо-жет вызвать проблемы при спуске в скважину оборудования заканчи-вания — особенно на длинных го-ризонтальных участках. Спирале-видная канавка в стволе скважины может также влиять на показания каротажного зонда.

В скользящем режиме недостаток вращения создает другие сложно-сти. Если бурильная колонна при-легает к нижней стороне скважины, буровой раствор движется вокруг трубы неравномерно, что ослабляет способность раствора по отводу вы-буренной породы. Это, в свою оче-редь, может привести к образова-нию слоя выбуренной породы или накоплению обломков на нижней стороне скважины, что повышает риск прихвата трубы. Скольжение также снижает имеющуюся мощ-ность для вращения долота, что в сочетании с трением скольжения уменьшает скорость проходки и по-вышает вероятность прихвата под действием перепада давлений.

В стволах с большим отходом от вертикали силы трения могут расти до тех пор, пока осевой нагрузки не станет недостаточно для преодоле-ния торможения бурильной колон-ны о стенки скважины. Это делает дальнейшее бурение невозможным и оставляет ряд объектов бурения

Стабилизатор

Блок управления Блок отклонения

Долото

Выдвижной башмак

Когда выдвижные башмаки нажимают на верхнюю стенку,

долото отклоняется в направлении нижней стенки

Выдвижной башмак

55Зима 2011—2012

вне пределов досягаемости. Кро-ме того, смена режима бурения со скользящего на роторный и обрат-но может создавать волнообраз-ные неровности или резкие изгибы ствола, что повышает его извили-стость, тем самым увеличивая тре-ние в процессе бурения и спуска обсадной колонны или оборудова-ния заканчивания.5 Такие волноо-бразные неровности могут также создавать углубления, где будет со-бираться раствор или обломки по-роды, препятствуя притоку флюида после заканчивания скважины.

Некоторые из перечисленных проблем были решены в конце 1990-х гг. с созданием роторной уп рав ляемой системы (РУС). Наи-более важная особенность РУС со-стоит в том, что она обеспечивает непрерывное вращение бурильной трубы, тем самым исключая не-обходимость скольжения в ходе наклонно-направленного бурения. Инструменты РУС практически мгновенно реагируют на команды с поверхности, когда буровику не-обходимо изменить траекторию за-боя. На раннем этапе такие системы использовали, главным образом, для бурения скважин с большим отходом от вертикали, в которых возможность протаскивания управ-ляемых двигателей ограничива-ется трением в стволе скважины. Их применение часто обеспечива-ло улучшенную скорость проход-ки и качество ствола скважины по сравнению с прежними системами (рис. 5). Сегодня РУС широко при-меняют благодаря возможности бурения прямолинейных скважин, промывки ствола и точного контро-ля параметров бурения.

Принципиально новые управляе-мые системыРоторные управляемые системы претерпели немало изменений с момента своего создания. В ранних версиях для изменения направле-ния использовали приводимые в движение буровым раствором вы-движные башмаки или стабилиза-торы — конструкторское решение, которое продолжает пользоваться успехом и в наши дни. Поскольку управление азимутом искривления ствола скважины зависит от площа-ди соприкосновения со стенкой, на эксплуатационные показатели этих инструментов могут иногда влиять размывы или шероховатости стенок скважины. Более поздние версии предусматривали конструкцию, в которой изменения угла торца бу-рильного инструмента снова обу-славливалось изгибом, что снижа-ло влияние характеристик ствола скважины на работу инструмента.6

Таким образом, родились две кон-цепции управляемых систем: с от-клонением долота («push-the-bit») и с направлением долота («point-the-bit»).

В системе с отклонением доло-та наведение бурильной колонны в желаемом направлении произ-водится путем нажатия на стенку скважины. В одной из версий такой РУС используется блок отклонения с тремя выдвижными башмаками, приводимыми в движение буровым раствором и расположенными воз-ле долота для создания бокового усилия на пласт (рис. 6). Для уве-личения угла каждый башмак, на-ходясь в нижней части ствола, на-жимает на нижнюю часть ствола, а для уменьшения угла каждый баш-мак, находясь в верхней части ство-ла, нажимает на верхнюю часть. Ко-манды, направляемые буровиком в скважину при помощи телеметрии по гидроимпульсному каналу связи, определяют время и мощность сра-батывания башмака. Блок управ-ления, расположенный над блоком отклонения, приводит в действие поворотный клапан, который от-крывает или перекрывает подачу бурового раствора на выдвижные

5. Под резким изгибом («dogleg») понимается любое значительное изменение направления ствола скважины.

6. Schaaf S, Pafitis D and Guichemerre E: “Application of a Point the Bit Rotary Steerable System in Directional Drilling Prototype Wellbore Profiles,” paper SPE 62519, presented at the SPE/AAPG Western Regional Meeting, Long Beach, California, USA, June 19–23, 2000.

7. Bryan S, Cox J, Blackwell D, Slayden F and Naganathan S: “High Dogleg Rotary Steerable System: A Step Change in Drilling Process,” paper SPE 124498, presented at the SPE Annual Technical Conference and Exhibition, New Orleans, October 4–7, 2009.

Рис. 7. РУС с направлением долота. — Ось вала долота наклонена под некото-рым углом к оси бурового снаряда. Этот угол поддерживается геостационарным с помощью серводвигателя со встречным вращением.

Энергетическая турбина

Двигатель

Блок датчиков и система управления

Долото

Поток бурового раствора

Вал долота

башмаки в соответствии с поворо-том бурильной колонны. Система синхронно изменяет длину и кон-тактное давление башмаков, когда каждый из них проходит опреде-ленную ориентирующую точку. Оказывая гидравлическое давление каждый раз при прохождении кон-кретной точки, башмак отклоня-ет бурильную колонну в обратную сторону, тем самым направляя ее в желаемом направлении.

В системе с направлением доло-та используется внутренний изгиб для отклонения оси снаряда от те-кущей оси скважины и смены на-правления бурения.7 В такой систе-ме точка изгиба находится в УБТ сразу над долотом (рис. 7). Систе-мы с направлением долота меняют

56 Нефтегазовое обозрение

траекторию скважины путем изме-нения угла торца бурильного ин-струмента. Траектория изменяется в направлении изгиба. Ориентация изгиба контролируется при помо-щи серводвигателя, который вра-щается с той же скоростью, что и бурильная колонна, но в обратном направлении. Это позволяет сохра-нять геостационарную ориентацию торца бурильного инструмента при вращении УБТ.8

Последнее достижение в области таких управляемых роторных си-стем — РУС PowerDrive Archer с высокой скоростью наращивания угла. Это гибридное устройство, сочетающее в себе характеристики систем с отклонением долота и с направлением долота (рис. 8).

Гибридная роторная управляемая система До недавнего времени компоновки РУС не позволяли создавать на-столько же сложные траектории скважин, как при использовании управляемого забойного двигате-ля. Однако роторная управляемая система PowerDrive Archer доказа-ла свою способность обеспечивать высокую интенсивность отклоне-ния ствола скважины, при этом до-стигая скорости проходки, харак-терной для роторных управляемых

систем.9 Не менее важен тот факт, что это система является полнопо-воротной, т.е. все внешние детали снаряда вращаются в бурильной колонне, что обеспечивает более качественную промывку ствола и сокращает риск прихвата.

В отличие от некоторых других роторных управляемых систем, в РУС PowerDrive Archer не исполь-зуются выдвигаемые наружу башма-ки для оказания давления на пласт. Вместо этого четыре поршня при-вода внутри УБТ изнутри нажима-ют на цилиндрический поворотный хомут, который вращается на уни-версальном шарнире, ориентируя долото в желаемом направлении. Кроме того, четыре лопасти стаби-лизатора, расположенные на внеш-ней части хомута над универсаль-ным шарниром, оказывают боковое усилие на долото при контакте со стенкой скважины, что заставляет РУС работать в режиме системы с отклонением долота. Такая РУС имеет более низкий риск отказа или повреждения, поскольку все под-вижные детали находятся внутри, что защищает их от воздействия неблагоприятной внутрискважин-ной среды. Такая конструкция так-же способствует увеличению срока эксплуатации РУС.

Внутренний клапан, удерживае-мый в геостационарном положении относительно торца бурильного инструмента, отводит небольшую часть бурового раствора на порш-ни. Этот буровой раствор приводит в действие поршни, которые нажи-мают на поворотный хомут. В ней-тральном режиме клапан бурового раствора непрерывно вращается; таким образом, усилие бурового долота распределяется равномерно по стенке скважины, что позволяет РУС сохранять курс.10

Наддолотные измерения таких параметров как интенсивность гамма-излучения, угол наклона и азимут, позволяют оператору тщательно контролировать про-цесс бурения. Текущее значение курса и другие рабочие параметры передаются оператору через блок управления, который направляет эту информацию на поверхность путем непрерывной телеметрии по гидроимпульсному каналу свя-зи. С поверхности специалисты по наклонному бурению направляют команды вниз на блок управления, расположенный над блоком навига-ции. Эти команды превращаются в колебания скорости подачи буро-вого раствора. Каждой команде со-ответствует уникальный набор та-ких колебаний в отдельных точках

Рис. 8. Роторная управляемая система PowerDrive Archer. — Эта гибридная система совмещает в себе выдвижные башмаки и вал с управляемым отклонением; все эти детали расположе-

ны внутри УБТ, что защищает их от воздействия внутрисква-жинной среды.

Блок навигации

Блок отклонения

Блок управления

Внутренний геостационарныйповоротный клапанЛопасти

стабилизатора

Внутренний универсальный шарнир Поршни внутреннего приводаЛопасти стабилизатора

57Зима 2011—2012

карты навигации, которая вносится в программу бурового снаряда до начала бурения.

Операторы немедленно восполь-зовались возможностями управля-емой системы PowerDrive Archer. Поскольку данная система может бурить как вертикальные, так и изогнутые и горизонтальные участ-ки скважины, ее можно применять для создания сложных трехмерных траекторий и бурения от одного за-бивного башмака до другого за один спуск инструмента.

Испытание системыДо недавних пор управляемые объемные двигатели играли доми-нирующую роль при реализации проектов бурения с высокой интен-сивностью отклонения ствола сква-жины. Однако бурение с исполь-зованием объемных двигателей может занимать продолжительное время. Для бурения вертикального участка скважины, как правило, ис-пользуют традиционную роторную забойную компоновку. После дости-жения точки отклонения скважи-ны от вертикали снаряд извлекают из скважины для смены забойной компоновки. После этого спуска-ют объемный двигатель с кривым переводником, установленным под необходимым углом кривизны бу-рения. После достижения долотом целевого пласта бурильную колон-ну снова извлекают для уменьшения угла регулируемого кривого пере-водника на более низкую интенсив-ность набора кривизны, после чего инструмент снова спускают в сква-жину для бурения бокового ствола. В результате этих процедур время работы без углубления забоя — ког-да долото не находится в забое и фактически не осуществляет актив-ное бурение — оказывается весьма продолжительным.

Используя РУС PowerDrive Archer, можно бурить вертикальные, искривленные и боковые участки скважины при помощи одной и той же забойной компоновки, тем са-мым повышая эффективность буре-ния, скорость проходки и качество ствола. А благодаря возможности отказаться от постоянной смены

режима бурения с вращательно-го на скользящий и наоборот, при бурении этой РУС снижается из-вилистость скважины, сопротивле-ние и трение, связанное с низким качеством ствола. Это позволяет бурить боковые стволы большей длины для проникновения глубже в пласт-коллектор.

РУС PowerDrive Archer применя-ется во всевозможных условиях — как на суше, так и на море, и во всем мире — от США до Ближнего Востока и Австралии. Возможности быстрого набора кривизны ствола наклонной скважины, впервые про-демонстрированные в глинистых комплексах пород, теперь исполь-зуются для сохранения заданной траектории ствола при прохожде-нии через проблемные рыхлые пла-сты. Операторы начинают понимать преимущества гибкого проектиро-вания и корректировки траекторий скважин, обеспечиваемые такой гибридной системой РУС, при раз-буривании различных поисковых комплексов.

Один из таких нефтегазоносных комплексов — месторождение слан-цевого газа Марселлус (Marcellus Shale) в Аппалачском бассейне Се-верной Америки — занимает терри-торию, которая примерно в 3,5 раза превышает площадь месторождения сланцевого газа Барнетт (Barnett Shale), которое оказалось одним из наиболее продуктивных источни-ков нетрадиционного газа в США. Залежи сланцевого газа Марселлус в девонских отложениях предполо-жительно содержат 363 трлн фут3 (10,3 трлн м3) извлекаемых запасов газа. Геологоразведкой и освоением этого газоносного комплекса занима-ется корпорация Ultra Petroleum.11

В прошлом операторы заканчи-вали скважины на месторождении Марселлус вертикально, вслед-ствие чего площадь контакта га-зоматеринской породы со стволом скважины была сравнительно не-большой. Внедрение технологии горизонтального бурения оказало существенной влияние на эконо-мические показатели добычи газа на месторождении Марселлус; при этом горизонтальные скважины бу-рили с куста на несколько скважин и заканчивали с использованием многоинтервального гидроразрыва пласта в боковом стволе. Опера-торы часто применяли воздух для бурения вертикальных интервалов и переходили на бурение с про-мывкой после достижения точки начала отклонения ствола. После задавливания обсадной трубы диа-метром 9⅝ дюймов начинали зарез-ку наклонного ствола на 8¾ дюйма с наращиванием угла при помощи объемного двигателя до вскрытия залежи Марселлус. На искривлен-ных и боковых участках объемный двигатель может бурить до 90% ин-тервала в скользящем режиме. Этот подход имеет ряд недостатков, в том числе малую скорость проходки, низкую скорость промывки ствола и извилистые траектории скважин, и часто требует подъема инстру-мента из скважины для корректи-ровки угла кривого переводника в тех случаях, когда корректировка траектории ствола необходима из-за геологических неопределенно-стей.

В рамках бурения на этом ме-сторождении может потребовать-ся создание сложных трехмерных профилей скважин с большой ско-ростью изменения кривизны и кор-

8. Al-Yami HE, Kubaisi AA, Nawaz K, Awan A, Verma J and Ganda S: “Powered Rotary Steerable Systems Offer a Step Change in Drilling Performance,” paper SPE 115491, presented at the SPE Asia Pacific Oil and Gas Conference and Exhibition, Perth, Western Australia, Australia, October 20–22, 2008.

9. Для количественной характеристики резкого изгиба обычно используется величина интенсив-ности отклонения ствола, измеряемая в градусах на единицу расстояния.

10. Bryan et al, сноска 7.

11. Auflick R, Slayden F and Naganathan S: “New Technology Delivers Results in Unconventional Shale Play,” presented at the Mediterranean Offshore Conference and Exhibition, Alexandria, Egypt, May 18–20, 2010.

58 Нефтегазовое обозрение

ректировкой интенсивности откло-нения ствола в зависимости от угла падения пласта. Компания Ultra Petroleum осознала сложность та-ких проблем на последнем проекте и выбрала РУС PowerDrive Archer для их решения, для бурения сква-жин более высокими темпами и для точного позиционирования участка скважины в продуктивных зонах пласта. В 2010 г. компания Ultra приступила к реализации уско-ренной программы бурения, наме-тив несколько объектов бурения в рамках этого перспективного ком-плекса пород. Компания пробурила первую (контрольную) скважину

на месторождении Марселлус с ис-пользованием управляемого объ-емного двигателя. Следующие 10 скважин были пробурены при помо-щи РУС PowerDrive Archer. В неко-торых из них боковой ствол зареза-ли долгим поворотом на азимут 90° или более для выхода на уровень целевого горизонта при одновре-менном наращивании угла со ско-ростью до 8°/100 футов (8°/30 м). Возникновение геологических нео-пределенностей возле точки входа в пласт иногда требовало принятия корректирующих мер, например, часто было нужно увеличить темп набора кривизны (рис. 9).

За одним исключением, скважи-ны, пробуренные после первой, кон-трольной, обеспечили существен-ную экономию времени бурения. Кроме того, все колонны заканчи-вания были спущены без происше-ствий. Гибридная РУС также позво-лила глубже проникнуть в целевой объект, что привело к повышению дебитов добычи более чем вдвое.

Другой комплекс нефтегазонос-ных пород, заслуживающий особого внимания, находится в центральной части штата Оклахома, США, где компания Cimarex Energy Company осуществляет бурение на сланцевом месторождении Вудфорд (Woodford Shale). Компания Cimarex выбрала компанию PathFinder, принадлежа-щую компании Schlumberger, для использования РУС PowerDrive Archer при бурении искривлен-ного участка скважины «Каппус 1-22Эйч» (Kappus 1-22H). Ис-пользование этой РУС для бурения ствола диаметром 8¾ дюйма со ско-ростью набора кривизны 8°/100 фу-тов позволило оператору увели-чить скорость проходки на 80% по сравнению со скважинами, пробу-ренными ранее при помощи объ-емных двигателей. После бурения гладкого ствола на всем изогнутом участке оператор смог перейти на РУС PowerDrive X5, которая про-бурила боковой ствол длиной 4545 футов (1385 м) на проектную глу-бину всего за один проход. Высокая скорость проходки изогнутого ин-тервала в сочетании с высокой ско-ростью набора кривизны и гладко-стью пробуренного бокового ствола позволил сократить время бурения на 10 дней (рис. 10).

Участок скважины в пласте-коллекторе

Точка начала отклонения ствола

Проектнаяглубина

Точка вскрытияпласта

Наклонный участок

Изменение азимута

Рис. 9. Трехмерная траектория скважины. — В этой скважине, пробуренной на месторождении сланцевого газа Марселлус, оператор использовал РУС PowerDrive Archer для отхода забоя от вертикали, бурения трехмерной дуги с изменением азиму-та более чем на 100° и последующего бурения наклонного участка. Неопределен-ность геологической модели заставила оператора изменить место вскрытия пласта более чем на 70 футов (21 м). После определения местоположения геологического маркирующего горизонта система РУС быстро увеличила угол до 16°/100 футов (16°/30 м) для достижения целевого объекта, после чего оператор переключился на интенсивность набора кривизны 2° для плавной проводки скважины в пласт-коллектор.

12. Eltayeb M, Heydari MR, Nasrumminallah M, Bugni M, Edwards JE, Frigui M, Nadjeh I and Al Habsy H: “Drilling Optimization Using New Directional Drilling Technology,” paper SPE/IADC 148462, presented at the SPE/IADC Middle East Drilling Technology Conference and Exhibition, Muscat, Oman, October 24–26, 2011.

59Зима 2011—2012

5000

0

15 000

20 000

10 000

604020

Время, сутки

0

Глуб

ина,

фут

ы

Планируемая траектория

Фактически пробуренная траектория

Рис. 10. График строительства скважины. — Компания Cimarex использовала систему PowerDrive Archer для бурения скважины «Каппус 1-22Эйч» (Kappus 1-22H) на сланцевом месторождении Вудфорд. Оператору удалось пробурить скважину на проектную глубину за 49 дней вместо 59, сэкономив 10 дней от запланированного срока бурения.

Быстрый набор кривизны ствола с помощью такой гибридной РУС обеспечивает укорачивание изогну-того участка, позволяя операторам проектировать траектории скважин с точкой начала отхода, располо-женной глубже. Глубоко располо-женная точка начала отхода позво-ляет оператору увеличивать длину вертикального участка, который, как правило, бурится быстрее, чем изогнутый участок. Один оператор на Ближнем Востоке использовал РУС PowerDrive Archer для бу-рения изогнутого участка диаме-тром 8½ дюйма и длиной 846 футов (258 м) со скоростью набора кри-визны 7,6°/100 футов (7,6°/30 м). После достижения поставленных целей в данной скважине оператор выбрал эту же систему для бурения второй скважины.

Во второй скважине требовалось обеспечить более высокую скорость набора кривизны, однако при реа-лизации этой программы, оператору удалось повысить общую скорость проходки благодаря бурению более длинного вертикального участка до точки начала отклонения и более высокой скорости его проходки. По-сле бурения вертикального участка диаметром 12¼ дюйма оператор за-давил обсадную трубу и зарезал бо-ковой ствол диаметром 8½ дюйма. Гибридная РУС обеспечила сохра-нение стабильной интенсивности отклонения ствола 11°/100 футов (11°/30 м) и бурение интервала длиной 742 футов (226 м) за один спуск продолжительностью 15 ч (рис. 11). Размеры области входа скважины в целевой интервал со-ставили 1 фут (0,3 м) по вертикали и 3,8 футов (1,2 м) по горизонтали. Вследствие укорачивания ствола диаметром 8½ дюйма оператору так-же удалось сэкономить порядка 700 футов (210 м) хвостовика. Пере-нос точки начала зарезки бокового ствола на бóльшую глубину умень-шил радиус кривизны дуги, что со-кратило необходимую длину про-ходки для достижения коллектора и позволило инженерам рассмотреть возможность уменьшения размеров обсадных колонн для дополнитель-ного сокращения затрат.12

Рис. 11. Укорачивание дуги. — Использование РУС PowerDrive Archer обеспечило возможность увеличения темпа набора кривизны до 11°/100 футов, что позволило оператору удлинить вертикальный участок траектории и уменьшить длину дуги, тем самым сократив время бурения и необходимую величину хвостовика.

Точка начала отклонения при традиционном бурении

Траектория ствола при традиционном бурении

Точка начала отклонения

при использовании

PowerDrive Archer

Траектория ствола

при использовании

PowerDrive Archer

60 Нефтегазовое обозрение

На северо-западе штата Аркан-зас, США, компания SEECO, на-ходящаяся в полной собственности Southwestern Energy Company, про-вела функциональные испытания системы PowerDrive Archer при бурении вертикальных, искривлен-ных и боковых участков скважин в пласте Атока (Atoka Formation). Был пробурен горизонтальный ин-тервал, после чего был зарезан бо-ковой ствол по запланированному азимуту. Буровик увеличивал угол со скоростью набора 10°/100 фу-тов (10°/30 м), а затем выполнил плавный вход скважины в целевой

2500

2000

3000

0 500 1000 1500

Боковой ствол, футы

Первоначальный планФактически пробуренная траектория

Пилотная скважина

Уточненный план

2000 2500 3000

Исти

нная

глуб

ина

по в

ерти

кали

, фут

ы

Рис. 12. Двумерная дуга и боковой ствол. — Компания SEECO разработала два сце-нария бурения для учета неопределенностей угла падения пласта Атока. Фактическая траектория скважины (красная линия ) отличается от двух запланированных траек-торий. Геонавигационные датчики каротажа во время бурения показали, что угол на-клона находится между этими двумя вариантами. Пласт был ограничен сбросом, что значительно сократило длину бокового ствола. (Bryan et al , сноска 7.)

объект под углом 88,2° . Система РУС продолжала бурение с при-менением функции выдерживания постоянного угла наклона в преде-лах 0,5° от плановой траектории. После бурения порядка 1000 футов (305 м), специалист по бурению направил траекторию скважины немного вверх, в соответствие с об-щим углом падения пласта, и РУС нарастила угол наклона до 92°, по-сле чего пласт-коллектор был рез-ко ограничен внезапным сбросом (рис. 12).

Тщательное планирование для достижения успехаУспех применения управляемой технологии PowerDrive Archer во многом зависит от тщательного планирования, моделирования и испытаний. Конструкция компо-новки низа бурильной колонны и моделирование реакции долота и компоновки являются неотъем-лемой частью каждой операции с применением PowerDrive Archer.

Первым делом буровые инженеры компании Schlumberger получают от оператора информацию по со-седним скважинам и внимательно изучают проблемы бурения и ра-бочие характеристики долота. Ин-женеры используют интегрирован-ное программное обеспечение DOX Drill ing Office для проектирования траектории, обеспечивающей вход скважины в целевой интервал, при оптимизации эффективности буре-ния. С помощью этого пакета про-грамм проходка скважины может быть разработана с учетом техни-ческих характеристик бурильной колонны и конструкции забойной компоновки, гидравлических пара-метров и скручивающих и осевых нагрузок на бурильную колонну. Программное обеспечение DOX позволяет инженерам-буровикам быстро прогонять различные сце-нарии с целью оптимизации тра-ектории скважины. После этого вырабатывается проект скважины и оборудования, позволяющий до-стигнуть намеченного объекта, с учетом известных проблем бурения. Мониторинг по предупреждению столкновений поз волит избежать столкновений пред ложен ной тра-ектории с соседними скважинами.

Качество ствола является клю-чевым вопросом в скважинах с вы-сокой интенсивностью отклонения или большим отходом от вертика-ли; низкое качество ствола может влиять на успех бурения, затруд-няя попытки спустить оборудова-ние для бурения и заканчивания в стволы малого радиуса кривизны, а также может ограничивать возмож-ную длину проходки бокового ство-ла. Обширные испытания сыграли важную роль в совершенствовании

61Зима 2011—2012

способности бурить высококаче-ственные скважины. Одно из таких испытаний проводилось на серии блоков породы с различной проч-ностью сжатия. Такие блоки распо-лагали бок о бок, создавая прямоу-гольник длиной 45 м (150 футов). С помощью РУС PowerDrive Archer проводили бурение этих блоков с использованием разных комбина-ций долот и настроек мощности, моделируя различные внутрисква-жинные условия бурения. После бурения лазерная кавернометрия отверстия в каждом блоке не выя-вила никаких шероховатостей сте-нок ствола (рис. 13).

Хотя моделирование реакции компоновки низа бурильной ко-лонны и долота, как известно, яв-

ляется сложной задачей, последние достижения обеспечили возмож-ность анализировать динамические забойные условия и рассчитывать напряжения в бурильной колон-не. Создаваемые долотом силы и их воздействие на управляемую работу забойной компоновки так-же можно спрогнозировать. После этого проводят лабораторные и, на-конец, полевые испытания для раз-работки оптимальной конструкции забойной компоновки и долот.

Инженеры компании Schlum ber-ger исследовали компоненты ком-поновки низа бурильной колонны PowerDrive Archer путем анализа методом конечных элементов, а так-же путем анализа и моделирования изгибающего момента (рис. 14).

Рис. 13. Бурение скважин с ровными стенками на испытательных стендах. — Лазерные каверномеры не обнаружили шероховатостей ствола в скважине, пробу-ренной при помощи РУС PowerDrive Archer RSS (внизу на рис.). (Фотографии Эдварда Паркина, Стоунхауз, Англия.)

Рис. 14. Контуры распределения на-пряжений в замке бурильной трубы. — На замки бурильных труб действуют различные нагрузки, влияющие на их усталостную прочность. В частности, на них действует крутящий момент при их соединении на полу буровой, когда нип-пель одной бурильной трубы ввинчивают в муфту другой (врезка). Впоследствии, при бурении криволинейного участка, на замок действует изгибающий момент. Для прогнозирования напряжений в резьбовом соединении с учетом ожидае-мых крутящего и изгибающего моментов при каждой операции можно использо-вать анализ методом конечных элемен-тов. На рисунке видно, что в резьбовом соединении, на которое действует изгибающий момент , напряжение по Ми-зесу на ниппеле оказывается выше, чем напряжение на муфте. Эта информация полезна для прогнозирования усталост-ной прочности соединения.

1,184 × 105

1,036 × 105

8,880 × 104

7,400 × 104

5,920 × 104

4,440 × 104

2,960 × 104

1,480 × 104

1,257 × 104

Напряжение по Мизесу, фунт/дюйм2

Ниппель Муфта

Ниппель

Муфта

62 Нефтегазовое обозрение

В ходе полевых испытаний было доказано, что характеристики за-бойной компоновки обеспечивают управляемость при высоких тем-пах набора кривизны. После под-готовки окончательного проекта компоновки инженеры провели испытания на ударные нагрузки и вибрации для выявления критиче-ских резонансных частот и частот вращения, которых следует избе-гать при бурении. Было проведе-но моделирование скручивающих и осевых нагрузок на бурильную колонну в ходе буровых и спуско-подъемных операций для обеспе-чения целостности забойной ком-поновки. Также было проведено моделирование гидравлических нагрузок при различных значени-ях плотности бурового раствора и диапазонах расхода.

Конструкция бурового долота — еще один ключевой фактор для обеспечения успеха строительства любой скважины. Долото влияет на эффективность бурения, т.е . на способность достичь и поддержи-вать высокую среднюю скорость проходки. Конструкция долота так-же влияет на управляемость, т.е . на возможность проводки скважины в нужную часть пласта. Для управля-емых систем с отклонением долота, как правило, требуются долота с боковыми шарошками с высоким темпом набора кривизны ствола для создания резких изгибов, в то время как в системах с направ-лением долота в большей степени применяется стабилизация при по-мощи долот с более длинной боко-вой стороной и меньшим темпом набора кривизны ствола. В гибрид-ной системе правильный выбор до-лота особенно важен. Для данной РУС инженеры провели обширные испытания для описания взаимно-го влияния долота, буровых снаря-дов и пласта с целью оптимального подбора профиля торца долота для бурового инструмента и обеспече-ния максимальной производитель-ности.

Долота в системе PowerDrive Archer можно подбирать для повы-шения управляемости и увеличения скорости проходки на конкретном

месторождении. Интегрированная платформа для проектирования до-лот IDEAS позволяет инженерам-буровикам оптимизировать подбор долота на основании результатов моделирования всей буровой си-стемы в целом. 13 Программное обе-спечение IDEAS дает возможность учесть огромное количество пара-метров при оптимизации конструк-ции долот и компоновки низа бу-рильной колонны:

• тип породы и характеристики пласта;

• взаимодействие поверхности резца долота с плоскостью забоя;

• контакт бурильной колонны со скважиной;

• детальный проект компоновки низа бурильной колонны;

• программа крепления ствола скважины;

• траектория скважины;• параметры бурения.Данные моделирования также

вводились в систему контроля усталостной прочности, которая прогнозирует усталостную проч-ность для каждой детали забойной компоновки. При вращении в ство-лах с резкими изгибами компонов-ки низа бурильной колонны испы-тывали большой крутящий момент. Усталостный ресурс экспоненци-ально снижается при повышении темпа набора угла, что может со-кратить срок эксплуатации дета-лей стандартной компоновки до нескольких часов. Моделирование и отслеживание усталости деталей компоновки помогает буровикам избежать поломок вследствие скру-чивания бурильных труб и других катастрофических разрушений.

Компания Schlumberger автома-тически отслеживает усталостную прочность для обеспечения целост-ности деталей компоновки низа бурильной колонны. При помощи программы оптимизации и анализа данных PERFORM Toolkit инженер на буровой может регистрировать частоту вращения, скорость про-ходки, интенсивность отклонения ствола и другие факторы усталости и получать в режиме реального вре-мени информацию о контроле уста-лости и прогноз усталостной проч-

ности. Мониторинг усталостной прочности — задача непростая: не-обходимо отслеживать положение каждого компонента на траектории скважины и измерять изгибающий момент, вызванный резким изги-бом ствола, а также частоту враще-ния и время. Отслеживание уста-лости в режиме реального времени, включая время вращения до забоя, может существенно повысить точ-ность оценки усталостной проч-ности. Такие данные об усталости можно отслеживать удаленно из центров поддержки операций, где буровые эксперты могут анализи-ровать данные и консультировать операторов по срокам необходимой замены важнейших деталей.

Достижения в области техноло-гии направленного бурения помо-гают операторам получить доступ к тем углеводородам, которые ина-че добыть невозможно. Последнее поколение роторных управляемых систем обеспечивает бурение таких траекторий и отходов от вертикали, которые раньше нельзя было себе представить, параллельно снижая затраты и риски бурения скважин и повышая дебит. Такие траектории скважин постоянно возрастающей сложности стимулируют компании нефтегазовой отрасли проникать все глубже в недра в поиске новых запасов.

—МВ

13. Система IDEAS была разработана в 1990-х гг. ком-панией Smith Bits, впоследствии приобретенной компанией Schlumberger. Подробнее о проектиро-вании долот с использованием системы IDEAS см.: Centala P, Challa V, Durairajan B, Meehan R, Paez L, Partin U, Segal S, Wu S, Garrett I, Teggart B and Tetley N: “Bit Design—Top to Bottom,” Oilfield Review 23, no. 2 (Summer 2011): 4–17.